电力储能系统电网接入标准.docx
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电力储能系统电网接入标准
电力储能系统电网接入方案
生效日期
2017年月日
制订
审核
批准
文件层次
文件编号
版本
页次
二阶文件
GIDI-OP-0001
A
1of10
制订日期
2017年月日
文件名称
文件编号
GIDI-OP-0001
制订部门
总工程师办公室
电力储能系统电网接入方案
版本
A
页次
2of10
文件修改记录
修改日期
版次
页次
章节
修改内容简述
2017.6.2
A
10
初次发布
文件层次
文件编号
版本
页次
二阶文件
GIDI—OP-0010
A
2of10
1目的1
3适用范围2
4术语和定义2
5一般性技术规定主要技术指标3
6接口装置3
7接地与安全4
7.1接地4
7.2安全标识4
8电能质量4
8.1一般性要求4
8.2谐波和畸变4
8.3电压波动和闪变5
8.4电压偏差5
8.5电压不平衡5
8.6直流分量5
9功率控制与电压调节5
9.1有功功率控制5
9.3异常响应6
10继电保护与安全自动装置7
10.1一般性要求7
10.2元件保护7
10.3系统保护7
10.4故障信息8
10.5同期并网8
11自动化与通信8
11.1基本要求8
12电能计量8
电力储能系统电网接入标准（企标）
1目的
本文件定义了研究院电力储能系统开发的全过程，本文件的制定是为了确保产品定位准确、满足法规要求、符合顾客期望，保证开发工作质量。
2规范性引用文件
下列文件对于本文件的应用是必不可少的，凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。
凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。
1.GB2894 安全标志及其使用导则
2.GB/T12325 电能质量 供电电压偏差
3.GB/T12326 电能质量 电压波动和闪变
4.GB14050 系统接地的型式及安全技术要求
5.GB/T14285 继电保护和安全自动装置技术规程
6.GB/T14549 电能质量 公用电网谐波
7.GB/T14598.9 电气继电器 第22部分 第3篇：
辐射电磁场干扰试验
8.GB/T14598.10 电气继电器 第22部分 第4篇：
快速瞬变干扰试验
9.GB/T14598.13 量度继电器和保护装置的电气干扰试验 第1部分：
1MHz脉冲群干扰试验
10.GB/T14598.14 量度继电器和保护装置的电气干扰试验 第2部分：
静电放电试验
11.GB/T15543 电能质量 三相电压不平衡
12.GB/T17626.7 电磁兼容 试验和测量技术 供电系统及所连设备谐波、谐间波的测量和测量仪器导则
13.GB/T24337-2009 电能质量 公用电网间谐波
14.DL/T1040 电网运行准则
15.DL/T448 电能计量装置技术管理规定
16.DL/T584 3kV～110kV电网继电保护装置运行整定规程
17.DL/T621 交流电气装置的接地
18.DL/T634.5—101 远动设备及系统标准传输协议子集 第101部分
19.DL/T634.5—104 远动设备及系统标准传输协议子集 第104部分
20.DL/T645 多功能电能表通信协议
21.Q/GDW480 分布式电源接入电网技术规定
22.Q/GDW370 城市配电网技术导则
23.Q/GDW382 配电自动化技术导则
24.Q/GDW156 城市电力网规划设计导则
25.IEC61000-4-30 电磁兼容 第4-30部分 试验和测量技术-电能质量
26.IEEE1547 分布式电源接入电力系统标准
27.IEEEStd466 用于工商业的应急和备用电源设备C22.3NO.9 分布式电力供应系统互联标准
28.电监安全［2006］34号 电力二次系统安全防护总体方案
29.国家电力监管委员会第5号令 电力二次系统安全防护规定
3适用范围
本规定对以电化学或电磁形式存储电能的储能系统接入配电网应遵循的原则和技术要求做了规定。
与分布式电源通过同一个变流器接入电网的储能元件应参照Q/GDW480《分布式电源接入电网技术规定》执行。
4术语和定义
储能系统 energystoragesystem
本规定所涉及的储能系统是指通过电化学电池或电磁能量存储介质进行可循环电能存储、转换及释放的设备系统。
变流器 converter
转变电源电压、频率、相数和其他电量或特性的电器设备，主要包括整流器、逆变器、交流变流器和直流变流器。
接入点 pointofinterconnection
储能系统与配电网的连接处。
其接入的方式分为允许通过公共连接点向公用电网送电和不允许通过公共连接点向公用电网送电两种类型。
公共连接点 pointofcommoncoupling（PCC）
电力系统中一个以上用户的连接处。
储能系统短路容量 energystoragesystemshort-circuitcapacity
储能系统在规定运行方式下，储能系统内部发生短路时的视在功率。
接口 interface
储能系统与公用电网按规范互连的共享界面。
电磁干扰 electromagneticinterference
任何能中断、阻碍、降低或限制电气设备有效性能的电磁能量。
系统接地 systemearthing
为使系统安全稳定运行所做的接地，通常是通过电气设备的中性点来进行的，也称为工作接地。
系统中性点接地方式主要有三种：
直接接地、经阻抗接地和不接地。
间谐波 interharmonics
非工频频率整数倍的谐波。
荷电状态 chargestate
储能设备当前容量与额定容量的比值，常用百分数表示。
5一般性技术规定主要技术指标
a）储能系统接入配电网及储能系统的运行、监控应遵守相关的国家标准、行业标准和企业标准。
b）储能系统可通过三相或单相接入配电网，其容量和接入点的电压等级：
200kW以上储能系统宜接入10kV（6kV）及以上电压等级配电网；200kW及以下储能系统接入220V/380V电压等级配电网。
c）储能系统接入配电网不得危及公众或操作人员的人身安全。
d）储能系统接入配电网不应对电网的安全稳定运行产生任何不良影响。
e）储能系统接入配电网后公共连接点处的电能质量应满足相关标准的要求。
f）储能系统接入配电网不应改变现有电网的主保护配置。
g）储能系统短路容量应小于公共电网接入点的短路容量。
h）储能设备最大充放电电流值不应大于其接入点的短路电流值的10％。
6接口装置
1.在储能系统与公用电网的连接点处应采用易操作、可闭锁、具有手动和自动操作的断路器，同时安装具有可视断点的隔离开关。
2.储能系统的接口装置应满足相应电压等级的电气设备耐压水平。
3.储能系统接口装置应能抵抗下述标准规定的电磁干扰类型和等级：
a）GB/T14598.13规定的严酷等级为3级的1MHz和100kHz的脉冲群干扰；
b）GB/T14598.10规定的严酷等级为3级的快速脉冲群干扰；
c）GB/T14598.14规定的严酷等级为3级的静电放电干扰；
d）GB/T14598.9规定的严酷等级为3级的辐射电磁场干扰。
7接地与安全
17.1 接地
a）通过10kV（6kV）～35kV电压等级接入的储能系统接地方式应与其接入的配电网侧系统接地方式保持一致，并应满足人身设备安全和保护配合的要求。
通过380V电压等级并网的储能系统应安装有防止过电压的保护装置，并应装设终端剩余电流保护器。
b）储能系统的接地应符合GB14050和DL/T621的相关要求。
17.2 安全标识
a）连接储能系统和电网的设备应有醒目标识。
标识应标明“警告”、“双电源”等提示性文字和符号。
标识的形状、颜色、尺寸和高度按照GB2894规定执行。
b）通过10kV（6kV）～35kV电压等级接入的储能系统，应根据GB2894的规定，在电气设备和线路附近标识“当心触电”等提示性文字和符号。
8电能质量
17.3 一般性要求
1.储能系统接入配电网后公共连接点处的电能质量，在谐波、间谐波、电压偏差、电压不平衡、直流分量等方面应满足国家相关标准的要求。
2.在储能系统公共连接点处应装设A类电能质量在线监测装置。
对于接入10kV（6kV）～35kV电压等级的储能系统，电能质量数据应能够远程传送，满足电网企业对电能质量监测的要求。
对于接入220V/380V电压等级的储能系统，应能存储一年及以上的电能质量数据，以备电网企业调用。
注：
A类电能质量在线监测装置应满足GB/T17626.7标准的要求。
17.4 谐波和畸变
1.储能系统接入配电网后，公共连接点处的谐波电压应满足GB/T14549的规定，并满足电力行业电能质量技术管理相关标准的要求。
2.储能系统接入配电网后，公共连接点处的总谐波电流分量应满足GB/T14549的规定。
储能系统向电网注入的谐波电流允许值应按储能系统安装容量与其公共连接点的供电设备容量之比进行分配。
17.5 电压波动和闪变
1.储能系统启停和并网，公共连接点处的电压波动和闪变应满足GB/T12326的规定。
2.因储能系统引起公共连接点处电压变动值与电压变动频度、电压等级有关时，具体限值应按照Q/GDW480有关规定执行。
3.储能系统在公共连接点引起的电压闪变限值应根据储能系统安装容量占接入点公用电网供电容量的比例、系统电压等级按照GB/T12326的三级规定执行。
17.6 电压偏差
储能系统接入配电网后，公共连接点的电压偏差应符合GB/T12325的规定：
1.35kV公共连接点电压正、负偏差的绝对值之和不超过标称电压的10％（注：
如供电电压上下偏差同号（均为正或负）时，按较大的偏差绝对值作为衡量依据）。
2.20kV及以下三相电压偏差不超过标称电压的±7％。
3.220V单相电压偏差不超过标称电压的+7％,-10％。
17.7 电压不平衡
1.储能系统接入配电网后，公共连接点的三相电压不平衡度应不超过GB/T15543规定的限值，公共连接点的负序电压不平衡度应不超过2％，短时不应超过4％。
2.由储能系统引起的负序电压不平衡度应不超过1.3％，短时不超过2.6％。
17.8 直流分量
1.储能系统经变压器接入配电网的，向电网馈送的直流电流分量不应超过其交流额定值的0.5％。
2.储能系统不经变压器接入电网的，向电网馈送的直流分量应小于其交流额定值的1％。
9功率控制与电压调节
17.9 有功功率控制
1.控制要求
a）储能系统应具备就地充放电控制功能。
接入10kV（6kV）～35kV配电网的储能系统，还应同时具备远方控制功能，并应遵循分级控制、统一调度的原则，根据电网调度部门指令，控制其充放电功率。
b）储能系统的动态响应速度应满足电网运行的要求。
2.启停和充放电切换
a）储能系统的启停和充放电切换应按储能系统所有者与电网经营企业签订的并网电量购销合同执行。
通过10kV（6kV）～35kV电压等级接入的储能系统的启停和充放电切换应执行电网调度部门的指令。
b）储能系统的启停和充放电切换不应引起公共连接点处的电能质量指标超出规定范围。
c）由储能系统切除或充放电切换引起的公共连接点功率变化率不应超过电网调度部门规定的限值。
17.10 电压/无功调节
1.储能系统参与电网电压调节的方式包括调节其无功功率、调节无功补偿量等。
2.通过220V/380V电压等级接入的储能系统功率因数应控制在0.98（超前）～0.98（滞后）范围。
3.通过10kV（6kV）～35kV电压等级接入的储能系统应能在功率因数0.98（超前）～0.98（滞后）范围内连续可调。
在其无功输出范围内，应能在电网调度部门的指令下参与电网电压调节，其调节方式和参考电压、电压调差率等参数应由电网调度部门确定。
17.11 异常响应
1.频率异常响应特性
a）接入380V配电网的储能系统，当接入点频率低于49.5Hz时，应停止充电；当接入点频率高于50.2Hz时，应停止向电网送电。
b）接入10kV（6kV）～35kV配电网的储能系统应具备一定的耐受系统频率异常的能力，应能按表1所示的要求运行。
表1 储能系统的频率响应时间要求
频率范围f（Hz）
要 求
f<48.0
储能系统不应处于充电状态。
储能系统应根据变流器允许运行的最低频率或电网调度部门的要求确定是否与电网脱离。
48.0≤f<49.5
处在充电状态的储能系统应在0.2s内转为放电状态，对于不具备放电条件或其它特殊情况，应在0.2s内与电网脱离。
处于放电状态的储能系统应能连续运行。
49.5≤f≤50.2
正常充电或放电运行。
50.2处于放电状态的储能系统应在0.2s内转为充电状态，对于不具备充电条件或其它特殊情况，应在0.2s内与电网脱离。
处于充电状态的储能系统应能连续运行。
f>50.5
储能系统不应处于放电状态。
储能系统根据变流器允许运行的最高频率确定是否与电网脱离。
2.电压异常响应特性
当配电网电压过高或者过低时，与之相连的储能系统应做出响应。
当接入点处电压超出表2规定的范围时，储能系统应在规定的时间内与电网断开连接。
此要求适用于三相系统中的任何一相。
表2 储能系统的电压响应时间要求
接入点电压
要 求*
最大分闸时间不超过0.2s
最大分闸时间不超过2.0s
正常充电或放电运行
最大分闸时间不超过2.0s
最大分闸时间不超过0.2s
注：
1. UN为储能系统接入点的电网额定电压；
2.最大分闸时间是指异常状态发生到储能系统与电网切断连接的时间。
3.对电压支撑有特殊要求的储能系统，其电压异常的响应时间另行规定。
10 继电保护与安全自动装置
17.12 一般性要求
储能系统的保护应符合GB/T14285和DL/T584的规定。
17.13 元件保护
1.储能系统的变压器、变流器和储能元件应配置可靠的保护装置。
储能系统应能检测配电网侧的短路故障和缺相故障，保护装置应能迅速将其从配电网侧断开。
2.储能系统应安装低压和过压继电保护装置，继电保护的设定值应满足表2的要求。
3.储能系统的频率保护设定应满足表1的要求。
17.14 系统保护
采用专线方式通过10kV（6kV）～35kV电压等级接入的储能系统宜配置光纤电流差动保护或方向保护，在满足继电保护“选择性、速动性、灵敏性、可靠性”要求时，也可采用电流电压保护。
17.15 故障信息
对于供电范围内有储能系统接入10kV（6kV）～35kV电压等级的变电站应具有故障录波功能，且应记录故障前10s到故障后60s的情况。
该记录装置应该包括必要的信息输入量。
故障录波信息能够主送到相应调度端。
17.16 同期并网
1.当电网频率、电压偏差超出正常运行范围时，储能系统应按照本规定中表1和表2的响应时间要求选择以充电状态或放电状态启动。
2.储能系统应具有自动同期功能，启动时应与接入点配电网的电压、频率和相位偏差在相关标准规定的范围内，不应引起电网电能质量超出规定范围。
11自动化与通信
17.17 基本要求
a）接入220V/380V配电网的储能系统，受电网企业运行状况监测。
b）通过10kV（6kV）～35kV电压等级接入的储能系统应具备与电网调度部门之间进行数据通信的能力，电网调度部门应能对储能系统的运行状况进行监控。
通信功能应满足继电保护、安全自动装置、自动化系统及调度电话等业务的要求。
c）通过10kV（6kV）～35kV电压等级接入的储能系统与电网调度部门之间通信方式和信息传输应符合相关标准的要求，包括遥测、遥信、遥控、遥调信号，提供信号的方式和实时性要求等。
一般宜采取基于DL/T634.5101通信协议和DL/T634.5104通信协议。
17.18 正常运行信息
a）在正常运行情况下，储能系统向电网调度部门提供的信息应包括：
b）储能系统充放电状态；
c）储能系统荷电状态；
d）储能系统充放电的有功功率和无功功率；
e）储能系统接入点的电压、电流；
f）变压器分接头档位、断路器和隔离开关状态等。
12电能计量
1.储能系统接入配电网前，应明确上网电量和用网电量计量点。
计量点原则上设置在储能系统的产权分界点。
2.每个计量点均应装设电能计量装置，其设备配置和技术要求应符合DL/T448有关规定以及相关标准、规程的要求。
电能表至少应具备双向有功和四象限无功计量功能、事件记录功能，配有标准通信接口，具备本地通信和通过电能信息采集终端远程通信的功能。
电能表通信协议符合DL/T645规定。
3.储能系统采集信息应接入配电网的电能信息采集系统。
电能表采用智能电能表时，其技术性能应满足国家电网公司关于智能电能表的相关标准要求。
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